鄂尔多斯盆地太阳湾油区长2储层非均质性研究

谢　青，王建民，时圣彪

（1.长安大学地球科学与资源学院，西安710054；2.西安石油大学地球科学与工程学院，西安710065；3.延长油田西区采油厂，陕西延安717500）

鄂尔多斯盆地太阳湾油区长2储层非均质性研究

谢青1，2，王建民2，时圣彪3

（1.长安大学地球科学与资源学院，西安710054；2.西安石油大学地球科学与工程学院，西安710065；3.延长油田西区采油厂，陕西延安717500）

储层非均质性是影响剩余油分布的重要因素之一。近年来，太阳湾油区剩余油滞留现象严重。针对这一现象，结合该区实际地质情况，利用区内岩性、物性、电性及含油性等资料，定性评价该区长2储层非均质性及其成因，并分析非均质性对储层剩余油分布的影响。采用实验、测井及标准对比等方法，将区域非均质性分为层内、层间、平面和微观非均质性4类进行探讨。结果表明：研究区层内非均质性较强，主要受沉积构造、粒度韵律、渗透率非均质性及夹层分布等因素的控制；层间非均质性总体较强，各小层发育不均一，长23小层层间非均质性相对最强，长22和长21小层次之；平面非均质性受砂体及沉积微相展布影响较大；微观上孔隙结构复杂，各种成岩作用加剧了储层非均质性程度。通过对储层非均质性的研究，可以为掌握研究区剩余油分布状况及后期勘探开发提供重要依据。

储层非均质性；剩余油分布；长2储层；太阳湾油区

0　引言

储层非均质性是指表征储层特征的参数在空间上的不均质性，具体是指储层的基本性质（岩性、物性、电性及含油气性等）在三维空间分布的不均一性［1］。储层非均质性是影响油田剩余油赋存和开采效果的主要地质因素，一般分为层内、层间、平面和微观非均质性4类［2］。目前，国内外许多已开发油田普遍进入了中高含水期，大量可动原油无法采出，因此，通过储层非均质性研究提高采收率的方法就显得尤为重要［2］。国内外学者主要采用抽样实验、参数分析及微观特征分析等方法来研究储层的非均质性，并取得了一定效果［3-4］，但仍存在一些不足，尤其是在评价单一参数时，难免受到人为主观因素的干扰。

随着勘探开发程度的不断加深，太阳湾油区剩余油滞留现象越来越严重，剩余油平均占可采油量的34.33%。针对这一现象，笔者分别采用单项参数分析法（如沉积构造分析、粒度韵律特征分析及孔渗参数评价等）和多项参数综合分析法［3］，并结合研究区实际情况，从层内、层间、平面和微观非均质性及其成因等角度出发，定性地对太阳湾地区长2储层非均质性进行深入研究，以期弄清该区储层非均质性及其对剩余油分布的影响，并为掌握剩余油分布状况及后期开采提供重要依据。

1　区域地质概况

太阳湾油区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡南部志丹县纸坊乡东侧，总面积约120.5 km2。该油区主要形成于早白垩世，总体产状呈向西倾斜的平缓单斜，平均坡降为10 m/km，倾角小于1°，局部发育一些鼻状构造［5］。

太阳湾油区长2油层组是本次研究的目的层。根据次级沉积旋回组合及辅助标志层特征，自上而下可将长2油层组分为长21、长22及长23共3个小层，其中长22和长23是该区主要的产油小层［2］。该区长2油层组属于三角洲前缘亚相沉积，主要发育水下分流河道、分流间湾、河口坝和远砂坝等沉积微相［6-7］。从长23到长22沉积时期，分流间湾逐渐萎缩，水下分流河道和河口坝发育，砂地比变化大；从长22到长21沉积时期，分流间湾向东部扩大，水下分流河道和河口坝萎缩，砂地比减小［8］。研究区长2储层岩性以灰色长石砂岩为主，有少量的岩屑长石砂岩，粒级成分以细砂为主，其次为中砂和粉砂，泥质含量极低；孔隙度主要为12%～20%，平均为15.64%；渗透率主要为0.1～10.0 mD，平均为6.32 mD，整体上属于中孔、特低渗储层。

2　层内非均质性

层内非均质性是指一个单砂层内部垂向上储层性质的变化，它是直接影响和控制单砂层内水淹厚度波及系数的关键地质因素［9］，也是生产中引起层内矛盾的内在原因。层内非均质性的研究内容主要包括沉积构造、粒度韵律、渗透率非均质性以及夹层分布等。

2.1沉积构造特征

研究区水下分流河道一般为正韵律，沉积物以砂岩和粉砂岩为主，泥质含量极低，常发育交错层理和波状层理，还发育一些层内变形构造，底部多见冲刷面；分流间湾以泥岩和粉砂质泥岩为主，夹有薄层砂岩，具有水平层理和透镜状层理，植物化石及碎屑较多；河口坝沉积粒序主要为反韵律，以砂岩和粉砂岩为主，沉积构造包括小型交错层理、平行层理及波状层理等，顶部多为突变接触，底部多为渐变接触［10］。

层理的发育对渗透率的各向异性有很大影响，一般平行层理和斜层理的渗透率导向性好，而交错层理较差［2］。该区主要发育水平层理、交错层理、微细水平层理、微交错层理及少量波状层理和平行层理等。一般顺层理方向渗透率最大，逆层理（或垂直层理）方向渗透率最小，层理的存在使不同部位的渗透率相差很大。经初步计算，长2油层组各小层中顺层理方向的渗透率值平均约为逆层理方向渗透率值的4倍，这一明显差异导致层内非均质性程度加强［11］。

2.2垂向粒度韵律特征

据张庆等［12］研究，粒度的韵律性直接决定了渗透率的韵律性，并直接影响着注水开采效果和剩余油量及其分布。研究区常见的粒度及渗透率韵律模式主要包括正韵律、反韵律、复合韵律和少量均质韵律（图1）。

图1　太阳湾油区长2储层渗透率韵律分布特征Fig.1Distribution characteristics of permeability rhythmic of Chang 2 reservoir in Taiyangwan area

研究表明，正韵律表现为颗粒粒度自下而上由粗变细，与之相对应的高孔渗段分布于砂体底部，向上孔、渗值均逐渐减小。研究区长2储层正韵律层内非均质性相对较强，顶、底部渗透率相差很大，甚至达到6～7 mD，底部水洗程度较强，中上部水洗程度较弱，容易使剩余油赋存。反韵律特征表现为颗粒粒度下细上粗，物性上好下差，呈现上部高渗、下部低渗的特征。复合韵律特征比较复杂，渗透率值和水淹程度总体上比较均匀，但层内具体部位相差很大，高渗部位水淹严重，剩余油量低，低渗部位反之。均质韵律发育较少，其渗透率上下较均一，垂向水淹程度较均匀。无论哪一种韵律，一般在粒度大、孔渗性好的部位开采效果均较好，且剩余油量低［4，12］。

2.3层内渗透率非均质性特征

在油田勘探开发中，常把渗透率分布特征视为储层非均质性的集中表现，这是因为渗透率的各向异性及空间位置组合是决定储层采收率的重要因素［2］。渗透率的非均质性差异程度常用定量统计参数来表示，这些参数主要有渗透率突进系数、渗透率变异系数、渗透率级差和渗透率均质系数［5，9］。渗透率突进系数越大，说明渗透率变化越大，注入剂就越易沿高渗透率路径突进，造成驱油效果差；渗透率变异系数和渗透率级差越大，储层的非均质性越强［2］。长2储层平均孔隙度和平均渗透率分别为15.64%和6.32 mD，总体上物性较好，但各小层渗透率级差和突进系数都很高，变异系数普遍大于1.1，均质系数普遍小于0.24，表明各小层层内非均质性很强（表1）。

表1　太阳湾油区长2储层非均质性参数统计Table 1Heterogeneity parameters statistics of Chang 2 reservoir in Taiyangwan area

图2　太阳湾油区X井长2储层隔、夹层特征Fig.2Characteristics of interlayers of Chang 2 reservoir in X well in Taiyangwan area

2.4夹层分布特征

层内夹层是指位于单砂层内部的相对低渗透层或致密岩层［12］，其形成主要受控于短期基准面旋回的影响，一般厚度较小，稳定性较差。夹层对水驱油过程有很大的影响：当夹层存在时，对地下油气具有遮挡或隔绝能力，发挥着有效圈闭的作用；当夹层不存在时，地下油气在没有遮挡的条件下继续向前运移，不利于油气藏的形成；同时，夹层还影响砂体的垂直与水平渗透率的比值［4］。常见的夹层有泥（页）岩、粉砂质泥岩及钙质泥岩夹层等。

研究区主要发育泥岩夹层和砂岩夹层（图2）。通常采用夹层频率和夹层密度说明层内夹层的分布特点。夹层频率是指单位厚度岩层中夹层的层数，夹层密度是指剖面中夹层总厚度与所统计的砂岩剖面总厚度之比［13］。通过对层内夹层频率、密度及厚度的分析，得出该区长23小层夹层频率、夹层密度及单井平均夹层厚度分别为0.20个/m，20.4%和3.75 m，相对最大；长22小层夹层频率、夹层密度及单井平均夹层厚度分别为0.15个/m，15.3%和2.51 m，相对较小；长21小层夹层频率、夹层密度及单井平均夹层厚度分别为0.14个/m，15.1%和1.77m，相对最小（表2）。从储层非均质性受夹层各参数的影响程度来看，从大到小依次为长23、长22及长21。综上所述，太阳湾油区长2储层夹层的发育导致储层非均质性增强（表2）。

表2　太阳湾油区长2储层夹层分布特征Table 2Distribution characteristics of interlayers in Chang 2 reservoir in Taiyangwan area

3　层间非均质性

层间非均质性是指垂向上各种沉积环境的砂体交互出现的规律性，以及作为隔层的泥质岩类在剖面上的发育和分布状况，主要受沉积相带的控制［6］。它取决于纵向上各种成因砂体的组合关系、砂体之间泥岩隔层的发育及分布特点等。层间非均质性研究可以为多油层合采时分析层间矛盾和研究水淹规律及剩余油分布特点提供重要依据［9］。

3.1垂向物性非均质性程度

对研究区各小层孔隙度的分析表明，孔隙度自下而上小幅度先增大后减小，变化不是很大，平均值都大于15%（长23、长22和长21各小层分别为15.85%，17.81%和16.64%）；渗透率值垂向上差异较大，长22和长23小层相对较高，平均分别为8.15 mD和8.97 mD，长21小层相对较低，平均为5.66 mD。此外，各小层渗透率级差、突进系数和变异系数都很高，且参数值相差较大，总体上表现出较强的层间非均质性（参见表1）。

图3　太阳湾油区长2储层连井剖面Fig.3Well-tie section of Chang 2 reservoir in Taiyangwan area

3.2隔层分布特征

层间隔层是指位于单砂层之间的特低渗或非渗透岩层，厚度一般大于2 m，岩性致密，以泥页岩为主，还包括少量蒸发岩和其他岩类［8-9］。一般厚度较大、分布较广的层间隔层可以将相邻砂层分隔成相互独立的单元，使储层内的油、气、水不能相互窜流［2］。电性特征表现为电阻率曲线低值，微电极曲线幅度差很小［4］。

太阳湾油区长2油层组内发育的隔层岩性主要为泥岩和粉砂质泥岩（参见图1）。区内长2储层隔层数平均为2.5个，其中以长23小层隔层发育最稳定，平均为3个，长21小层隔层发育最差，平均为1.8个［5］。从隔层单层厚度看，长23、长22和长21各小层平均分别为6.11 m，5.51 m和5.40 m，整个长2储层隔层单层厚度平均为5.70 m。纵向上，隔层一般在水域面积大，且沉积物供给少时较发育；平面上，隔层的发育与沉积相展布有关，主要分布在砂体不太发育的位置。研究表明，隔层的发育对该区流体的运移和聚集有着重要的影响，如与长22和长21小层相比，长23小层砂体纵向连续性较差（图3），储层非均质性强，含油饱和度相对较高，为58.16%（长22和长21小层含油饱和度分别为52.61%和56.58%）（参见表2）。

4　平面非均质性

平面非均质性的研究内容主要包括砂体的平面展布特征、几何形态、厚度变化、连通性以及渗透率的变化所引起的平面非均质性，是基于沉积相平面展布的非均质性研究［14］。

研究区从长23到长21沉积时期，主要发育水下分流河道、河口坝及分流间湾等，其中长23和长22沉积时期分流间湾逐渐萎缩，水下分流河道和河口坝发育，砂地比变化大；从长22到长21沉积时期，分流间湾面积在东部有所扩大，水下分流河道和河口坝萎缩，砂地比减小。整个长2沉积期，水流自北东向南西方向推进，与古水流的方向较一致［5］（图4）。长22和长23小层的水下分流河道和河口坝发育广泛，平均砂层厚度分别为21.7 m和23.7 m，平均砂地比分别为0.60和0.56。根据该区的连井剖面，长2储层各小层砂体以多边式和孤立式为主。多边式砂体侧向连通性及横向稳定性均较好，可连续追踪3到4口井的井距（参见图3），追踪长度可达10 km；孤立式砂体一般较薄，厚度多为3～5 m。

图4　太阳湾油区长2储层沉积相展布及渗透率分布特征Fig.4Distribution characteristics of sedimentary facies and permeability of Chang 2 reservoir in Taiyangwan area

研究表明，储层平面非均质性主要受沉积相带展布的控制，研究区北东—南西的物源方向决定了砂体的延伸方向。渗透率的平面分布特征是储层平面非均质性的集中体现，如图4中砂体横向分布较连续，渗透率的走势与砂体的展布基本吻合。区内平面非均质性相对层内、层间非均质性发育较弱，而对平面非均质性的正确认识能够有效避免无效注水，并提高水驱油的效率［15］。

6　储层微观非均质性

储层微观非均质性是指储层孔隙和喉道的类型、结构及相互连通关系在空间上的差异性，还包括微裂缝发育对层间非均质性的影响［12］。在成岩过程中，原生孔隙经受各种成岩作用并形成次生孔隙或微裂缝，成岩作用加强了研究区的储层微观非均质性。

根据实验分析，研究区长2储层以颗粒支撑结构为主，砂岩粒径主要为0.053～0.290 mm，颗粒以细粒为主。孔隙类型主要为粒间溶孔和粒内溶孔；喉道类型主要为缩颈喉道、片状或弯片状喉道以及管束状喉道（图版Ⅰ-1～Ⅰ-4）；喉道半径主要为0.06～2.50 μm，占分析样品的75%，总体为偏细喉道；孔隙结构以小、中孔-细喉型为主。孔隙直径分布均呈双峰态，主要为10～50 μm和60～100 μm，平均为60.36 μm，分布不均。研究区储层排驱压力低，主要为0.09～12.21 MPa，平均为0.91 MPa；退汞效率中等，有剩余油滞留，占可采油量的9.79%～45.15%，平均为34.33%。填隙物以黏土矿物为主（绿泥石、伊利石、高岭石及伊/蒙混层等），绿泥石薄膜发育现象较为普遍（图版Ⅰ-5），多数石英、长石颗粒的自生或次生加大使孔隙半径缩小，不稳定长石颗粒发生溶解并形成了次生孔隙（图版Ⅰ-6～Ⅰ-7）。此外，发育有少量的微裂缝，多呈蛇曲状延伸（图版Ⅰ-8）。裂缝在不同岩层中的密度和产状对储层非均质性具有重要影响［15］，其存在会改变流体在储层中的渗流特征和隔层的隔挡能力，并把不同类型的孔隙连通起来，形成比较好的渗流通道［16］；有时则会使某部位物性突然变好，从而加剧其与邻区的差异。

研究区储层微观结构复杂，孔、渗分布不均，储层非均质性较强。其原因有两方面：一是由于绿泥石薄膜保护了残余粒间孔，使其不被充填，但因绿泥石膜仅在局部发育，所以导致残余粒间孔分布不均，使储层非均质性加强；二是由于溶蚀和破裂作用的不均一性使溶蚀孔和裂缝的分布也具有很强的非均质性，从而加剧了储层的非均质性［17］。

6　结论

（1）太阳湾油区层内非均质性主要受沉积构造、粒度韵律、渗透率非均质性及夹层分布等因素的控制。区内共有4种渗透率类型，即正韵律、反韵律、复合韵律和均质韵律。夹层受控于短期基准面旋回的影响，对地下油气具有遮挡或隔绝能力。渗透率各参数特征表明研究区长2储层具有较强的层内非均质性。

（2）研究区层间非均质性总体较强，各小层发育不均一，长23小层层间非均质性相对最强，长22和长21小层次之。隔层的发育主要与沉积物供给和沉积相展布有关。区内隔层发育不均，以长23小层最发育。

（3）平面非均质性主要受沉积相展布的控制，研究区砂体呈北东—南西向分布，孔、渗的平面分布与沉积砂体的展布基本吻合。微观上孔隙结构复杂，绿泥石膜及挤压破裂等成岩作用加剧了储层非均质性。

（4）研究区剩余油多分布在孔渗性较差部位及正韵律的中上部或反韵律的中下部，即储层非均质性较强的部位。因此，对储层非均质性的研究，可以为掌握研究区剩余油分布状况及后期勘探开发提供重要依据。

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图版Ⅰ

（本文编辑：于惠宇）

Research on heterogeneity of Chang 2 reservoir in Taiyangwan area，Ordos Basin

Xie Qing1，2，Wang Jianmin2，Shi Shengbiao3
（1.School of Earth Science and Resource，Chang'an University，Xi'an 710054，China；2.School of Earth Sciences and Engineering，Xi'an Shiyou University，Xi'an 710065，China；3.Xiqu Oil Production Plant，PetroChina Yanchang Oilfield Company，Yan'an 717500，Shannxi，China）

Reservoir heterogeneity is one of the important factors that affect remaining oil distribution.In recent years，retention phenomenon of remaining oil in Taiyangwan area is serious.In view of this phenomenon，accorded to the practical geological situation，geological data of lithologies，physical properties，electric properties and oiliness were adopted to conduct qualitative evaluation of Chang 2 reservoir heterogeneity and its cause，and to analyze the influences of heterogeneity on remaining oil distribution of the reservoir.By using experiment，logging and standard contrast methods，this paper divided heterogeneity into the intra-layer，inter-layer，plane and microscopic heterogeneities for respective discussion.The result shows that the intra-layer heterogeneity is strong in the study area，which is mainly controlled by sedimentary structure，rhythm，permeability and interlayers；inter-layer heterogeneity is generally strong with uneven development in each layer，the heterogeneity of the Chang 23is the strongest，followed by Chang 21and Chang 22；the plane heterogeneity is mainly affected by the distribution of sand body and sedimentary microfacies；pore structure at micro level is complex，and various diagenesis heightened reservoir heterogeneitydegree.The research of the reservoir heterogeneity provides important theory basis for grasping the distribution of remaining oil and later exploitation in the study area.

reservoir heterogeneity；distribution ofthe remainingoil；Chang2 reservoir；Taiyangwan area

TE122.2

A

1673-8926（2015）04-0061-07

2014-12-15；

2015-01-16

陕西省自然科学基础研究项目“陕北中生界延长组特低渗低阻油层识别与评价”（编号：2010JM5003）资助

谢青（1987-），女，长安大学在读博士研究生，研究方向为矿产普查与勘探。地址：（710054）陕西省西安市雁塔路126号长安大学地球科学与资源学院。E-mail：xieqingsunny@163.com

王建民（1962-），男，教授，硕士生导师，主要从事沉积、储层评价及成藏研究等工作。E-mail：shxy-wjm2003@163.com。